新型储能 ：“稳定器”发展再提速

2022年，随着600余项来自中央及地方的储能政策出台，独立储能市场主体地位不明确、储能电站成本疏导困难等瓶颈问题开始破解，新型储能进入规模化发展新阶段。根据中关村储能产业技术联盟（以下简称“CNESA”）全球储能数据库的不完全统计，截至2022年年底，我国已投运的储能项目累计装机容量达59.4吉瓦，同比增长37%。其中抽水蓄能占比最大，累计装机容量为46.1吉瓦；新型储能继续保持高增长，累计装机容量达到12.7吉瓦。技术研发方面，变速抽水蓄能、固态锂电池、先进压缩空气、高密度液流电池等关键技术取得重要进展；技术应用方面，单个项目规模越来越大，新增投运的百兆瓦级项目是去年同期的2倍多，国际首套100兆瓦先进压缩空气储能和液流电池电站实现并网发电；应用模式方面，近65%的新型储能装机分布在电网侧，且其中90%的项目为独立储能项目，独立储能有望成为新型储能的主流应用形式。

《扩大内需战略规划纲要（2022－2035年）》明确提出加强能源基础设施建设。新型电力系统各环节投资建设将迎来加速期。作为新型电力系统的组成部分，新型储能在2023年将延续快速发展的态势，以“储”为手段，以“调”为目的，推动清洁电力生产与消费更加高效、灵活和稳定。

政策持续发力

项目集中落地

2022年，新型储能在《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》等政策的支持下实现高增长，国内新增投运新型储能项目装机规模达6.9吉瓦/15.3吉瓦时。截至目前，全国已有26个省份规划了“十四五”时期新型储能的装机目标，总规模接近67吉瓦。陕西、山东、浙江、河北、安徽、广西、湖南、青海、河南、四川等地先后布局新型储能示范项目216个，规模合计22.2吉瓦/53.8吉瓦时，其中安徽规划新型储能功率规模居各省市之首。据统计，国内2022年单年新增规划在建的新型储能项目规模达到101.8吉瓦/259.2吉瓦时，已远超《关于加快推动新型储能发展的指导意见》中提出的“2025年实现30吉瓦装机”目标。根据规划，大部分项目都将在2023～2024年完工并网。受新冠疫情反复、原材料价格居高不下、电池供应限制等影响，绝大多数独立储能电站集中在去年下半年投运。独立储能接近2022年新增投运新型储能装机规模的50%，成为占比最大的应用场景。在已发布的储能示范项目中，独立储能和集中共享储能项目功率规模占比高达92%，百兆瓦级以上项目达148个，总规模达20.0吉瓦/47.4吉瓦时。

新能源配建储能是2022年电源侧储能增长的主要动力。根据CNESA的不完全统计，去年发电侧新增新型储能装机同比增长超过200%，以新疆、青海、内蒙古、山东、甘肃五省（自治区）为主，与风电、光伏发电配套的发电侧储能装机的占比接近90%。

随着新能源在电力系统所占比例不断增加，新能源配建储能保障消纳和维持电网稳定性的需求愈加紧迫。《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》从国家层面明确了保障性并网外的新能源需配建储能。目前，大多数省份都发布了鼓励或强制新能源配建储能的政策，预计2023年会有更多省份发布新能源配建储能政策，储能配建比例也有望提升，新能源配建储能将继续保持高速发展态势。此外，共享储能也有望成为未来一段时间内储能和新能源协同发展的主流模式。

随着新能源发电量占比不断提升，新能源逐步参与电力市场竞争是未来趋势。提高新能源配建储能的利用率，需进一步制定和完善新能源配储能参与电力市场机制，建立健全发电侧储能的调度规则，明确新能源配储的调度运行方式，同时优化配套储能的新能源项目规划建设。

多条技术路线

试水规模应用

2022年，锂离子电池储能应用快速发展，新增投运装机规模首次突破6吉瓦；压缩空气、液流电池、钠离子电池等储能技术迈过了技术示范的门槛，进入规模化应用初期。2023年，这些快速应用的储能技术仍是业界关注的重点，固态锂离子电池、钠离子电池将在2023年开始商业化规模应用，压缩空气储能有望迎来商业化元年。此外，干法电极、高精度预锂化、固态化等技术，以及耐高温、高安全的储能电池有望在今年研发成功，值得业界关注。压缩空气储能方面，2023年的主要看点是其大规模商业化应用和技术的快速迭代。随着山东肥城10兆瓦/100兆瓦时储能电站顺利进入现货市场，河北张家口百兆瓦先进压缩空气储能国家示范项目并网，压缩空气储能已具备了大规模商业化的条件。2022年，我国新增（规划、在建、投运）压缩空气储能项目总规模接近10吉瓦，按照压缩空气储能项目1.5～2年建设周期估算，预计2023年将有大规模压缩空气实现商业运行。在技术方面，当前压缩空气储能正在由100兆瓦向300兆瓦功率等级方向加速发展，300兆瓦级压缩空气储能技术以及人工硐室技术不断突破，二氧化碳储能验证项目投运，未来竞争力将逐步提高。

液流电池方面，2023年的主要看点是突破技术瓶颈，提高系统效率，降低电池系统成本。2022年，首个百兆瓦级全钒液流电池项目并网运行，国内首个吉瓦时级全钒液流电池项目正式开工，全钒液流电池已经具备大规模商业化的条件。但目前，全钒液流电池系统成本较高、系统效率低，要实现全钒液流电池大规模应用，需重点突破以下技术瓶颈：

1、全钒液流电池需用高性能、低成本非氟离子传导膜的规模化制备工艺和批量化生产技术；30千瓦及以上级高功率密度电堆的工程化技术开发及批量化组装制造技术。

2、200千瓦以上级的高集成度集装箱式全钒液流电池模块结构设计、集成、制造及管理控制技术。

3、兆瓦以上级全钒液流电池储能电站的结构设计、集成、控制管理和安全保护技术。

当前，新型储能大规模应用的关键仍是技术和成本。技术主要面临的难点是针对不同应用场景如何满足电网高安全性、大规模、长寿命、低成本、高效率等需求，关键材料、制造工艺和能量转化效率也是行业需要面对的挑战。成本过高是储能电站面临的普遍问题，降低成本主要依赖技术创新、规模化生产以及稳定的产业链体系。近年来，国内制造端成本在电池成本中的比例不断下降，但原材料成本占比增加，特别是锂和钒等原材料价格上涨对行业发展造成较大影响。提前规划稳定的产业链供应链体系，保证原材料供应、降低原材料成本是降低储能电站成本的方法。

拓展收益来源

探索市场机制

除了解决技术和成本问题，实现新型储能项目良性发展的另一个关键是探索可行的盈利模式。

当前，工业园、产业园依旧是用户侧储能的主要应用场景，现有用户侧储能大多采用“合同能源管理”模式，项目基本上只能服务于单个用户，通过峰谷价差获利，存在收益模式单一、投资回收期长等问题。未来，用户侧储能商业模式将更加多元。

国家发展改革委、国家能源局联合印发的《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》提出推动用户侧参与现货市场交易。用户侧储能商业模式探索中需要关注两方面的问题：

一是收益来源不确定性加大，从电力现货市场试点运行省份实际来看，价差有进一步加大的趋势，波动的现货电价会提升用户建设储能的积极性，但也给寻求稳定收益的用户带来更大的不确定性。

二是参与市场存在障碍，目前，绝大多数用户侧储能未参与电力需求响应和辅助服务，这导致政策允许共享储能参与需求响应，但缺少实施细则，同时，由于缺乏独立的市场主体身份，用户侧储能尚未独立建立户头，也不能反向送电。

独立储能收益来源和收益水平与各省的需求迫切程度、新能源配储政策、电力市场建设进程等因素有关，呈现差异化、多样化的特点。未开展电力现货市场的省份，如湖南、宁夏等以容量租赁、辅助服务补偿为主，青海最新规则通过支持共享储能同时参与调峰、调频辅助服务来提高储能利用率；“8+6”两批试点省份中，山东、山西、甘肃制定了储能参与现货市场的规则细则，收益模式分别为“现货价差套利+容量租赁+容量电价补偿”“现货价差套利+一次调频”“价差套利+调峰容量市场”。

独立储能商业化模式探索需要关注以下三个问题。

其一是市场品种单一。目前，绝大多数省份尚未出台独立储能参与电力现货市场、辅助服务市场的规则细则，现货市场和辅助服务市场尚未实现有效衔接，独立储能参与的市场品种还较为单一，难以实现多重收益叠加。

其二是容量租赁收益不稳定。尽管多个省份要求新能源场站按一定比例配建储能（包括自建或租赁储能容量），但多数省份并未出台储能容量租赁落地机制，无法保障容量出租率和租赁收入稳定性。

其三是模式前景不确定。容量租赁模式为中国特有模式，是在电力市场机制尚未成熟、储能无法完全通过市场回收成本情况下的折中选择。而共享储能租赁收入对政策的依赖性较大，随着电力市场的逐渐成熟，这种模式面临一定的不确定性。